автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Ресурсосберегающие технологии трубопроводного транспорта природных газов

\ ! -

- 3 НЮЙ шз

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА им. ИМ ГУБКИНА

На правах рукописи ' УДК 622.691.4.07. +• 620.9

АПОСТОЛОВ АЛЕКСАНДР АНДРЕЕВИЧ

РЕСУРСОЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕТЕХНОЛОГЩ1 ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ,

Специальность 05.15.13 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени Кандитата технических наук

Научный руководитель:

Научный консультант:

Заслуженный деятель науки РФ. Доктор техшгческих наук. Профессор Поршаков Б.П.

кандитат технических наук, Доцент Никишин В.И.

Москва 1998г.

Работа выполнена в Государственной академии нефти а газа им. И.М. Губкина и на предприятия «Мострансгаз» РАО Газпром.

Научный руководитель - Заслуженный деятель науки Р.Ф. доктор технических наук профессор Поршаков Б.П.

Научный консультант - кандидат технических наук, доцент

Никишин В .И.

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Козобков A.A.

- кандидат техн. наук, ст. научя. сотрудник Седых А.Д. i

Ведушее предприятие - АО « Оргэнергогаз» г. Москза.

Зашита состоится t^CC^e^L 1998 г. в 15 час. в aya. заседании диссертационного совета Д 053.27.02 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 05.15.13 « Строительство н эксплуатация нефтегазопроводоа, баз и хранилищ» при Государственной академии нефти и газа ям. И.М. Губкина.

Адрес: 117296, Москза, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке ГАНГ ИМ! Й.М. Губкина.

Автореферат разослан

^¿¿eítJC 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук, доцент В.В. Орехов.

ff1

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность темы . Газовая промышленность России представляет собой одну из важнейших составных частей топливно-энергетического комплекса страны. Поэтому такие задачи отрасли, ках контроль за техническим состоянием технологического оборудования газотранспортных систем,- поддержание оптимальных режимов работы компрессор. ных станций, рациональная загрузка установленных на них газоперекачивающих агрегатов, разработка и реализация мероприятий направленных на повышение эффективности процессоз транспорта природного газа с уменьшением его потерь и сокращением расхода на технологические нужды перекачки являются важнейшими н наиболее актуальными задачами газовой промышленности.

Анализ состояния трубопроводного транспорта природных газов свидетельствует о том, что в силу целого ряда объективных причин - физический и моральный износ технологического оборудования, недо-загрузка компрессорных станций и газоперекачивающих агрегатов ка фоне сокращения строительства магистральных газопроводов а подачи газа, технико-экономические показатели транспорта природных газов .характеризуются увеличением своих удельных энергозатрат, которые уже эквивалентны примерно 70-75 млрд. м3 газа з год и имеют пока тенденцию к дальнейшему рост;/.

В связи с этим весьма актуальными становятся задачи определения и разработки приоритетных направлений в развитии ресур-соэнергосберегаюших технологий транспорта газа, позволяющих с одной стороны увеличить объем перекачки товарного газа за счет сокращения его потерь, а с другой - снизить себестоимость его перекачки. Решению этих задач и посвящено настоящее исследование.

Цель работы. Разработать и научно обосновать приоритетные направления по снижению потерь газа по газопроводам и исследовать наиболее эффективные пути по снижению энергозатрат на нужды перекачки.

Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели оказалось необходимым решить следующие задачи:

- проанализировать причины и провести экспериментальные исследования по определению потерь газа на магистральных газопро-. водах и в обвязке компрессорных станций;

- разработать методику определения утечек газа через неплотности в обвязке компрессорных станций;

- проанализировать потери газа при пуске и остановке агрегатов на КС; рассмотреть варианты нормирования расхода топливного газа по фактическим режимным данным работы компрессорной станции и техническом состоянии газоперекачивающих агрегатов;

- рассмотреть основные направления по снижению энергозатрат на транспорт газа за счет оптимизации режимов работы ГПА, рационального использования теплоты отходящих газов ГГУ, опенки возможности и целесообразности перевода ряда без регенеративных установок для работы по регенеративному циклу, проведении расчетных и экспериментальных исследований по оптимизатлз! режимов работы аппаратов воздушного охлаждения газа на КС;

- разработать подходы к комплексной оценке компрессорных станций с различными видами энергопркзода на основе введения понятия «рейтинга» КС с методологией определения наиболее значимых факторов, определяющих , «рейтинг» компрессорной станция;

- рассмотреть определение оптимального срока службы ГПА по его «состоянию» и оценить перспективы развития энергопривода компрессорных станций.

Научная новизна. - впервые проведены комплексные исследования по оценке утечек газа на линейной часта газопроводов и в обвязке компрессорных станций. Предложена методика определения утечек гэза в обвязке компрессорной станции;

- проведены теоретические и экспериментальные исследования по обоснованию возможности перевода рада газотурбинных установок для работы по регенеративному циклу;

- проведены экспериментальные и теоретические исследования по оптимизации режимов работы аппаратов воздушного охлаждения на компрессорных станциях;

- впервые предложена методология по комплексному сопоставлению компрессорных станций с различными видами технологического оборудования;

- предложен способ нормирования расхода топливного газа на КС, основанный на оптимизация режимов работы компрессорного цеха в целом.

•Практическая ценность работы. Результата работы по экспериментальному определению утечек газа через разного рода задвижек^ резьбовых соединений, клапанов, свечей и т.д. позволяют определить приоритетные направления работ по их снижению на линейных участках трубопроводов н в обвязке компрессорных станций.---

Экспериментальные исследования по оптимизации режимов работы ABO газа, проведенные при непосредственном участии автора

на КС «Первомайская» ПО «Мострансгаз», внедренные на всех ком/

прессорных станциях предприятия, позволяют с одной стороны улуч-

шить температурные режимы работы газопроводов, а сяругой стороны увеличить количество транспортируемого по ним газа.

На компрессорной станции «Первомайская» ПО «Мострансгаз» при участии автора осуществлен перевод газотурбинной установки типа ГТН-25Идля работы по регенеративному циклу, что позволяет получить до 20% экономии топливного газа при работе ее на расчетном режшле.

Комплексный подход к решению задачи экономии газа на нужды перекачки при реализации предлагаемых автором решений дает основание утверждать, что вполне можно обеспечить относительную годовую экономию газа на уровне 12-15%.

Апробация работа;. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на:

-втором совместном экологическим семинаре РАО Газпром -

- Рургаз 27-29 октября 1997 г., г. Н. Новгород;

- научно-технических семинарах кафедры «Термодинамики и тепловых двигателе&> ГАНГ им. й.М. Губкина ( г. Москза, 199697 гг.);

- предприятии «Мострансгаз» ( г. Москва, 1997-98 гг.);

- ведущем предприятии «Орхэнергогаз» (г. Москва, 1998 г.).

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 7 печатных работ.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов по отдельным главам и общих выводов, списка использованной литературы на 56' наименований и изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 26 рисунков и 13 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ. Во введении дано обоснование актуальности выбранной темы, сформулированы цель и задачи исследований, показана практическая ценность работы.

, .В первой главе - «Основные направления развития ресурсосберегающих технологий транспорта природных газов» рассмотрены основные причины потерь газа на магистральных газопроводах и компрессорных станциях. Показаны основные направления и схемы устранения . этих потерь.

По своему характеру потери газа на газопроводах условно можно разделить на три основных группы:

потери газа, связанные с организацией и проведением незапланированных технологических операций по транспортировке газа при отсутствии необходимых способов утилизации природного газа,. например при пуске и остановке ГПА на КС;

потери газа, связанные с различного рода авариями на газопроводах и компрессорных станциях и неточностью учета его на узлах замера;

потери газа, связанные с его утечками через неплотности трубопроводов, запорной арматуры основного и вспомогательного оборудования компрессорных станций и т.д.

К излишним и нерациональным потерям газа, а также затратам энергии в общем случае приводит и эксплуатация газопроводов при наличии «запирающих» участков линейной части, наличие разного рода загрязнений внутренней полости трубопровода, использование газоперекачивающих агрегатов на неоптимальных режимах работы, эксплуатация на КС физически изношенных и морально устаревших ГПА и т.д.

В 1996 г. с использованием специальной измерительной аппаратуры на основании проведения комплексных широкомасштабных экспериментов на линейных участках Первомайского УМГ н обвязках КС

«Первомайская» предприятия «Мострансгаз» были определены утечки газа на линейных кранах и перемычках, на фланцевых и резьбовых со. единениях, на предохранительных клапанах нагнетателей, пылеуловителях, охлаждающих установках и хд. Исследования утечек газа на линейной части УМГ «Первомайская» охватывали примерно 550 км. газопровода в однониточном исполнении.

Полученные фактические данные измерений уровня утечек газа по каждому конкретному узлу использовались для определения среднего расчетного коэффициента истечения по узлам данного типа с последующим определением потерь газа по всем узлам как в масштабе Первомайского УМГ, так и единой системы газопроводов РАО «Газпром».

• При суммарном определении потерь газа использовалась следую. шая методология: ■

- по данным первичного обследования определялся средний коэффициент истечения по каждому технологическому узлу, м3! год/ узел;

- расчетное количество технологических узлов в пределах УМГ -«Первомайская» и ЕСГ России определялось по фактическим данным;

- исходя из технологии транспорта газа, по узлам учитывалось время, в течение которого происходит утечка газа.

Общие потери газа через разного рода неплотности определялись прямым суммированием. При оценке потерь в денежном выражении , цена на газ принималась равной 350 руб. за м3.

На основании использования приведенной методологии, обшие потери газа на линейной части газопровода одного УМГ могут находиться в диапазоне 330 -350 тыс. и5 газа в год, что в денежном выражении находится на уровне 115-122 млн. руб. а год. Наибольшие потери газа происходят на шаровых кранах к фланцевых соединениях, соответственно примерно 60 и 20% от общих потерь газа на линейных участках газопровода.

Общие потери газа через неплотности в обвязке типовой компрессорной станции находятся на уровне 1,4-1,5 млн. м5 газа в год, что в денежном выражении составляет примерно 490 - 525 млн. руб. в год. Наибольшие потери газа приходятся на запорные краны и свечи узловых кранов, соответственно по 20% от общих потерь газа в обвязке станции.

Расчетным путем, используя соотношения для критических режимов истечения установлено, что общая эквивалентная неплотность в обвязке компрессорных станций может находиться на уровне примерно 19-20 мм1.

В работе приведены статистические данные о потерях газа при авариях и ремонтах линейных участков газопровода, а также при пусках и остановках ГПА, продувке пылеуловителей и т.д.

Следует отметить, что вопросам определения утечек газа на магистральных газопроводах занимались многие организации: ВНИИГАЗ, ОРГЭНЕРГОГАЗ, ГАНГ им. И.М. Губкина и др., а также отдельные ученые и специалисты: Бордюков Г.А., Будзуляк Б.В., Гусейн-Заде МА., Посягин B.C., Седых А.Д., Щуровсхий В.А. и др.

Предложенная методика по определению эквивалентной неплотности в обвязке отдеш-но взятой полости КС или обвязке станции в целом в общем случае сводится к сопоставлению выражений секундного расхода газа, получаемого по уравнениям расширения ( показатель процесса расширения m ) и истечения ( показатель процесса истечения п ). Процесс расширения в отдельно взятой полоста или обвязке станшш в целом рассматривается как политропа с переменным показателем. Процесс истечения во всех случаях рассматривается как критический режим истечения.

Сопоставление указанных соотношений позволяет получить расчетное уравнение снижения давления в исследуемой секции при критическом режиме истечения:

. -

V 2 Г Г Р.Л(т-1}/2т 1 х =А*В =---* —--1 1——I - 1 I ( 1 )

Р^^/РоУ. т-11Л Р ) " J '

= ^ = п(п+1) (1а)

где V - полный объем исследуемой секши, или обвязки КС; И -площадь исследуемой поверхности; Р0 > уо - начальные параметры газа в исследуемой полости; Р - конечное давление в опыте; - критическое ' значение характеристики расхода; р - критическое соотношение давлений истечения.

Тангенс угла наклона прямой т = А * В определяет искомую величину эквивалентного сечения каналов-неплотностей обвязки КС в целом (Р), или ее отдельных элементов:

V

р= -— (2)

А^л/Р"^

Постановка соответствующих экспериментов по определению неплотностей системы обвязки КС сравнительно несложна. После отключения КС от газопровода делаются отсчеты времени ( т ), давления и температуры газа в трубопроводах, а также температуры наружного воздуха. В результате получается зависимость изменения падения давления Газа от времени. После определения тангенса угла наклона этой линии по уравнению ( 2 ) определяется неплотность системы обвязки.

Нормирование, учет и анализ расхода технологического газа на нужды компрессорной станции являются одним из основных направлений, по сокращению его расходов на нужды перекачки.

Расход топливного газа по газотурбинному агрегату, , как известно, зависит от К.П.Д. ГТУ ц нагнетателя, их технического уровня и состояния, загрузки ГПА, режима работы нагнетателя и т.д.

Нормирование топливного газа можно осуществлять на основе индивидуальных норм его расхода по агрегатам с введением ряда лопра-

вочных коэффициентов, а также по режимным данным о работе компрессорной станшга и ее агрегатов, что представляется более целесообразным.

Последовательность расчетов при режимном способе нормирования может быть представлена следующей, схемой. Предварительно строятся характеристики компрессорного цеха по всем возможным схемам соединения установленных ША с их «разверткой» по частоте вращения силовых валов. В целях повышения точности 'расчетов целесообразно

при этом учесть сдвиг характеристик при ухудшении технического состояния агрегатов.

Dpa известной (плановой ) подаче газа и известном соотношении давлений сжатия по компрессорному цеху определяется рабочая точха предполагаемого режима работы. Режим работы в данной точке естест-; венно может быть осуществлен при различной схеме соединения агрегатов. Оптимальная схема соединения агрегатов по условию минимальных топливных затрат ( BQ^,.)^. = min. находится после определения средней частоты вращения колес нагнетателя для тех схем соединения, которым соответствует рабочая' точка в поле возможных режимов работы агрегатов.

Таким образом по условию (BQ„P,) = min. находится оптимальный расчетный режим работы станции и схема соединения агрегатов для ле-рекачхи заданного количества газа. Фактический расход топливного газа определяется по известным формулам приведения с учетом параметров наружного воздуха. ----

Поэтапное нормирование по фактическим данным о режимах работа КС позволяет составлять обоснованные нормы расхода топливного газа по станции и, что наиболее важно, позволяет проследить гае и из-за чего происходит перерасход топливного газа.

Во второй главе «Основные направления снижения энергозатрат при транспорте природных газов» рассмотрены в основном направления по снижению энергозатрат за счет оптимизации режимов работы ГПА на КС, целесообразности использования регенерации теплоты отходящих газов и реконструкции регенеративных газотурбинных установок, оптимизации режимов работы аппаратов воздушного охлаждения газов на компрессорных станциях.

В условиях переменного режима работы газопровода, газоперекачивающие агрегаты в целом ряде случаев недозагружены, т.е. работают не на оптимальной степени сжатия, частоте вращения вала нагнетателя и мощности ГТУ. -

В этих случаях возникает целесообразность перехода на другой технологически подобный режим работы станции - при той же степени сжатия по нагнетателю, той же общей производительности КС, но при более высокой загрузке каждого из работающих агрегатов как по частоте вращения, так и по мощности. Решение этой задачи с определением возможной экономии энергоресурсов, осуществляется на основе совмещения энергетической и технологической характеристик газоперекачивающего агрегата.

Под энергетической характеристикой агрегата понимается энерге-> тическая характеристика нагнетателя , определяемая величиной удельных энергетических затрат, Ле/ С = N1 / С»г|мсх.. = Дп / г1м„. в зависимости от режимных параметров -пир.

Совмещение характеристик осуществляется при известных значениях плотности газа по воздуху ( Д ), давлении и температуре газ на входе в нагнетатель (Рь ^ ), частоте вращения нагнетателя ( и) и его производительности (<3 ). В качестве исходных соотношений для построения совмещенных характеристик цспслъзухпся зависимости виза:

г = Г(п,<Э); (3)

N, = 1411,(2); (4)

N,= N¡/7],,«.; Лнв.»0,98 (5)

ДЬ«Г(п,<2); ДЬ,=ДЬ/т1ил=Г(п,Р). (б) Характеристика Д Ь, = N,/0 = (п, Р)с наложенной на нее характеристикой е = { ( п, ) может быть использована для решения различных технологических задач, В частности, может быть рассмотрена задача режимов работы ППА в условиях одинакового значения по е и суммарной производительности (3,1, но при различном числе работающих агрегатов, что практически всегда приводит к уменьшению энергозатрат на транспорт природного газа.

Для построения совмещенной топливно-режимной характеристики ГПА с газотурбинным приводом, необходимо принять во внимание давление и температуру наружного воздуха (Ра, Т,) , тип ГТУ, параметр ее технического состояния по расходу тоштзного газа:

ВС^р. Ю = ДЬ/т^т^. = Г ( п, <3). (7)

Если на эту характеристику нанести характеристику г = г (п, <3 ), то можно получить искомую совмещенную режимную характеристику газоперекачивающего агрегата, позволяющую наглядно сопоставлять различные технологически подобные режимы ( при одинаковых значениях Р|, Р2, Д, <3К, Р „ Та ), одинаковом техническом состоянии ГПА, но при различном количестве работающих агрегатов.

Решение задачи по экономии топливного газа на КС за счет регене^ рации теплоты отходящих газов на эксплуатируемых ГПА может бьггь осуществлено по двум направлениям: во-первых, за, счет замены старых регенераторов пластинчатого типа, выработавших свой срок службы, на новые регенераторы трубчатого типа, например подольского машиностроительного завода, типа РВП-2400, с одновременным повышением коэффициента регенерации до уровня примерно 0, 80 - 0,82 на расчет-

ном режиме работы, и, во-вторых, перевода части эксплуатируемых" ГТУ без регенеративного типа для работы по регенеративному циклу.

Относительная экономия топливного газа (е ) при замене пластин-, чатых регенераторов на трубчатые при одинаковых гидравлических со-" противлениях по газовоздушным трактам установки, в обшем случай1 можетбцть определена^лспользованием следующего соотношения:

( 11: 1 Ф: • ф| е = ! 1--* -- , ( 8)

где т}е- К.П.Д.' установки при исходном коэффициенте регенерации (Ч>1); Л с- - КЛ.Д. камеры сгорания; X - соотношение мощностей осевого компрессора и газовой турбины.

В условиях сопоставления регенеративной и без регенеративной установок, как в случаях перевода ГТН-25И и ГТН-10И для работы по регенеративному циклу, относительная экономия топливного газа может быть определена с использованием следующего уравнения:

N«,1 Г Г п. ^ 1

е=1--* 1 1-1 1--|*ф| (9) -

к, I V 1-х; ]

где Njj и NCrl - соответственно мощность установки после введения регенерации теплоты ( Nu ) и до ее модернизации (Nti); <р - принятый расчетный коэффициент регенерации теплоты отходящих газов.

Расчеты показывают, что если принять вариант замены всех старых регенераторов на новые, то при числе эксплуатируемых на газопроводах регенеративных ГТУ на уровне 950 шт., общая экономия топливного составит величину порядка 4-5 млрд. м3 газа в год, что в денежном выражении можегт оцениваться величиной порядка 1400 - 1700 млрд. руб.. в год.

Оценка эффективности модернизации агрегатов типа ГТН-25И и ГТН-10Й за счет перевода их для работы по регенеративному циклу с одновременной проверкой точности полученного расчетного уравнения ( 9 ) была проведена на основе обработки результатов испытаний установки ГТН ЮИ на КС Антиповка ПО «Волгоградтрансгаз» и установки ГТН-25И на КС Первомайская ПО «Мострансгаэ».

Приведенная мощность и К.П.Д. агрегата ГТН-10И до перевода его на регенеративный цикл работы соответственно составляли Ке = 9050 квт. И г)г = 24%. После перевода агрегата на регенеративный цикл рдбо-ты, его мощность составила = 8390 квт., К.П.Д. т)е = 33,2 %. Степень регенерации достигала величины 0,87.

Сопоставление расчетных и экспериментальных данных по оценке эффективности регенеративного использования теплоты свидетельствует об их хорошем совпадении. Так снижение мощности ГПА за счет дополнительных гидравлических сопротивлений по расчетам составляет 7,2%, а по результатам испытаний - 7,3%.

Относительная экономия топливного газа при переволе без регене-рапганой ГТУ с К.П.Д. на уровне т)е = 24 % на регенеративный с коэффициентом регенерации <р к 0,85 по соотношению ( 9 ) должна находится на уровне 32%, а по результатам экспериментальных исследований она составила величину'33,5%. Большее значение фактической относительной экономии топливного газа можно объяснить за счет большего численного значения фактического коэффициента регенерации теплоты отходящих газов, полученного при проведении испытаний (о = 0,37).

Хорошее совпадение расчетных и экспериментальных данных было отмечено и при испытаниях регенератора фирмы Нуове Пикьоне в составе ГПА типа ГТН-25И на КС «Первомайская».

Относительная экономия топливного газа при переводе установки для работы, по.регенеративному циклу при исходном К.П.Д. без реггне-

рзгивной ГТУ на уровне 27,5% еостазила величину порядка 23%. Средняя по двум секциям степень регенерации составила величину ~ 85%. Суммарное гидравлическое сопротивление по секциям регенератора составило примерно 5,2 %, что привело к снижению абсолютной мощности устаяозки за счет этих сопротивлений на уровне 1050 кзт.

.. Следугг-сглетнть. что перевод..отмеченных_устаиовсжХЩ-10И и ГТН-25И на регенеративный цикл работы кроме экономна топливного газа приводит и ж увеличению выбросов Ж)хи СО сравнительно с работой установки без регенерации теплоты отходящих'газов. Так, например, концентрация NOx до модернизации установки находилась на уровне 150 мг/ и*, а после модернизации составила величину 180-185 мг/ м3.

Термодинамический анализ режимов работы других видов без регенеративных ГТУ, типа: ГПУ-Ю, ГПУ-16, ГПА-Ц-16, ГПА -Ц-6,3 др. эксплуатируемых на газопроводах показывая; что они не могут быть переведены sa работу по регенеративному циклу, ъх. расчетный коэффициент регенерации, в лучшем случае, может находиться только на уровне 0,50 -0,65.

Ддгоценхи степени улучшения технического состояния ГПА., например, по мощности, после проведения кзкнх-либо модернизаций по агрегату целесообразно использовать зависимость приведенной относительной температуры перед ТВД ( Ть„,. ) или за ТНД ( ) .от относительной приведенной мощности ГПА ( N^np. )'■ TbSp. = f ( N )

или ТьЧ>. = f ( Ntnp. ). Решение задачи сводится к сопоставлению режимных и паспортных точек работы агрегата, после чего и определяется эффект от проведения данной модернизации. Определение мощности-ГПА в эксплуатационных условиях можно определить по параметрам < работы нагнетателя.

Одним из основных технологических процессов, обеспечивающих необходимый и эффективный режим работы газопроводов большего

' 17 J

. диаметра, по праву считается охлаждение транспортируемого газа на КС после его компримирования.

Как показывает многолетний опыт эксплуатации ABO на газопроводах, охлаждение газа в ABO в основном преследует две цели: предотвращение технических осложнений при транспорте нагретого при ком. примйровании газа и повышение пропускной способности линейных участков газопровода.

Решение первой задачи сводится к вьтолнению следующих требований:

: : л.р. á t < t^. ; vs 1 s (10)

t

. где t - средняя температура транспортируемого газа; - температура точки росы транспортируемого газа, ниже которой возможно выпадение влаги и образование гидратных пробок; t^j. - максимально допустимая температура трубопровода ( определяемая с учетом температуры наружного воздуха при укладке трубопровода в траншею ) приводящая,к возникновению в теле трубы чрезмерных термических напряжений; t^n. - максимально допустимая температура изоляционного покрытия при которой может наступить его разрушение.

Анализ режимов работы магистральных газопроводов показывают, .что необходимость в охлаждении газа по техническим причинам существует не всегда, или практически не всегда. Поэтому единственной целью использования ABO на КС остается повышение пропускной способности газопровода.

. Результаты экспериментальных исследований, проведенных на КС «Первомайская» с целью оптимизации режимов работы ABO на КС свидетельствуют о том, что целесообразность и эффективность охлаждения газа в ABO целесообразно оценивать величиной коэффициента К,,, характеризующим отношение мощности затраченной на приьод вентиляторов в аппаратах ABO на предыдущей КС к величине снижения моги-

ности на привод нагнетателей на последующей станции, получаемой за счет снижения температуры газа на входе нагнетателей:

Kfl = n*Níf(N1-N2) < 1 (И)

Приведенный критерий наиболее просто определяется для элекгро-приводных ГПА, когда стоимость электроэнергии практически одинакова как для предыдущей, тах и для последующей станции. В этом случае, ках показывают расчеты, охлаждение газа в аппаратах ABO на станциях всегда выгодно.

В общем случае, критерием целесообразности использования ABO может служить технико-экономический критерий (С5 ), при котором топливно-энергетические затраты в стоимостном выражении на привод вентиляторов ABO на предыдущей КС и на призод нагнетателей по последующей станции для данного газотранспортного предприятия будут минимальны:

c, = !ic. + I Cj 1 = minimura (12) U=i j=i J

В общем случае ABO на станции .могут работать на различных режимах: режиме вынужденной конвекции, коша работают все вентиляторы; режиме частично вынужденной конвекции, когда работает только .часть установленных ABO в режиме свободной конвекции, когда все вентиляторы в ABO отключены.

Выбор оптимальной схемы включения вентиляторов в ABO сводится к определению необходимого минимального числа рабочих вентиляторов для охлаждения газа на заданную величину, при эксплуатации-ко— ■1 торых суммарная рабочая мощность их электроприводов также будет минимальна.

Все возможные схемы включения вентиляторов могут быть реализованы с помощью одной из трех последовательностей включения вентиляторов ABO.

последовательно включаются вентиляторы во всех ABO установки, причем первоначально все вентиляторы не работали;

в каждом ABO установки последовательно включается первая половина вентиляторов, причем первоначально все вентиляторы не работали;

в каждом ABO установки последовательно включается вторая половина вентиляторов, причем в каждом ABO уже работала первая половина вентиляторов.

При всех схемах работы вентиляторов в ABO установки естественно происходит перераспределение тепловые потоков между группами ABO, работающими в режимах вынужденной, частично вынужденной и свободной конвекции, что естественно влияет на конечное значение температуры охлаждения газа:

ш,* t, + m2* h * шз* гз

W= - , (13)

m, -r m2 Ш}

где t„ t j, t3 - температуры охлаждения газа в ABO, работающем соответственно со всеми включенными, частично включенными и выключенными вентиляторами; тп„ m¿, m3 - соответственно количество ABO, работающих в режиме вынужденной конвекции, частично вынужденной конвекции и работающих в режиме свободной конзекции.

Приведенное соотношение дозволяет с помощью ЭВМ простым перебором относительно легко определить такую схему включения ABO в работу н такое сочетание работающих и не работающих вентиляторов в ABO установки, при которой необходимая температура охлаждения газа будет достигаться при минимальном числе работающих вентиляторов.

В третьей главе «Комплексная оценка энергопривода компрессорных станций и перспективы его развития)) рассмотрены вопросы по определению «рейтинга» компрессорных станций с различным типом установленного оборудования, определения оптимального срока службы

' ' 20 ГПА на магистральных газопроводах, перспективы развития энергопривода компрессорных станций. .

Опыт эксплуатации я обслуживания КС показывает; что имеющиеся в наличии характеристики оборудования компрессорных станций далеко не всегда отличаются необходимой достоверностью и полнотой, что вызывается как объективными, так и субъективными причинами. Отсутствие полной и достоверной исходной информации о работе КС естественно затрудняет определение эффективности ее работы и проведение сопоставительного анализа с работой других станций.

В силу того, что решение задачи повышения эффективности работы КС неразрывно связано с объективной оценкой характеристик установленного оборудования, включающих в себя показатели экономичности и надежности работы, его стоимостные и экологические характеристики и т.п. возникает задача определения наиболее значимых факторов, характеризующих его работу.

Определение наиболее значимых факторов, определяющих состояние КС и ее оборудования осуществлялось с помощью экспертных оценок. В качестве экспертов использовались специалисты 11 различных газотранспортных предприятий РАС) «Газпром» в количестве 52 чел. .

Экспертам предлагалось с одной стороны указать наиболее значимые факторы, характеризующих состояние и работу компрессорной станции, а с другой стороны указать весомость каждого из названных факторов по десятабальной шкале оценок.

К числу наиболее значимых исходных факторов экспертами были отнесены: стоимостные, экономические, технологические, экологические показатели оборудования, уровень надежности его работы и срок службы. Весьма высокую степень весомости получил фактор, отражающий укомплектованность КС специализированными инженерно-техническими кадрами. ; .

При обработке исходных данных экспертного опроса и определения меры рассеивания полученных данных использовалась выборочная дисперсия ( SJ). На основании математической обработки результатов экспертных оценок каждому фактору присваивалась единая степень весомости ( Р(

Знание численного значения весомости каждого из указанных фак--- -торов и его фактического значения по каждой станции позволяет составить интегральный критерий ( «рейтинг2 ), оценивающий состояние и работу рассматриваемой КС и провести между ними объективное сопоставление:

ZPi'Xj 1Р,»Х,

к= - < 1 ; LimKi = Lim-=1 , ( 14 )

IP, iPi

где Р; - среднее значение' весомости каждого из рассматриваемых факторов, принимаемого численно равным для всех КС (1 < Р( < 10); X, - численное значение каждого из факторов, отражающих фактическое положение с состоянием и работой оборудования ка каждой из рассматриваемых компрессорных станций.

Анализ сострянкя и р!аботы всех хомпрессорных станций предприятия «Мостраксгаз», проведенный по приведенной методологии, свидетельствует о том, что в условиях эксплуатации, ГПА с газотурбинным приводом имеют определенные преимущества в целесообразности использования, сравнительно с электроприводными агрегатами.

Периодическое обновление парка газоперекачивающих агрегатоз на КС - необходимый и вполне закономерный способ улучшения показателей транспорта газа в целом и уменьшения энергозатрат на его осуществление.

Оптимальный срок службы ГПА на газопроводах зависит от многих взаимос вязанных факторов, в большей или меньшей степени, влияющих на его продолжительность: энергетические и технико-экономические

• 22 показатели работы агрегата, общая наработка, физический и моральный износ оборудования, степень надежности его работы, наличие агрегатов нового поколения и возможность их приобретения и т.д.

Одним из наиболее простых подходов к определению времени замены одного агрегата на другой в условиях КС может служить его оценка «по состоянию»,.а также наличие зависимости изменения суммарных эксплуатационных затрат от времени эксплуатации ША на станции, которая в первом приближении может быть отражена параболической зависимостью.

Решение вопроса о замене старого агрегата на новый при таком подходе к определению оптимального срока его эксплуатации может

г

быть принято по условию, что эксплуатационные затраты при использовании нового агрегата будут значительно меньше соответствующих затрат по старому ГПА, причем на такую величину, которая не только пол-

г ' —

костью перекроет за последующий период эксплуатации расходы на приобретение нового агрегата со всем его вспомогательным оборудованием, доставкой, монтажем и проведением пуско-наладочных работ, но и обеспечит, определенную прибыль как за счет экономии топливного газа, так и за счет увеличения количества перекачиваемого газа.

Следует отметить, что определенная условность при использовании такого подхода к определение оптимального срока эксплуатации ГПА заключается прежде всего в разновременности производимых затрат, а также использования неявной предпосылки о том, что агрегат заменяется на себя подобный.

В пероим приближении, решение задачи о целесообразности замены одного агрегата на другой может быть осуществлено и с использованием следующего соотношения: Д3 = 3,-3г =1(К, +Р, )(3+Е)--1(Кг 1+ Е Г»0,( 15)

где К! и К2 - приведенные дисконтированные капитальные вложения при использовании нового (К1) и старого (К2) видов ГПА; Р, и Р2 -приведенные дисконтированные эксплуатационные расходы при использовании нового (Р)) и старого (Р2 ) видов ГПА.

(1 + Е )'' - определяет величину накопленной денежной суммы за период ДТ, образуемый взносом одного рубля в начале первого года это- -го периода и ожидаемая ( дисконтированная стоимость ) в конце последнего года расчетного периода ДТ.

Накопленный опыт эксплуатации газотранспортных систем, промышленный потенциал заводов изготовителей ГПА, свидетельствуют о том, что основным видом газоперекачивающих агрегатов на КС и на обозримую перспективу развития газовой промышленности останется газотурбинный двигатель, причем примерно в таком же процентном соотношении с другими видами привода. Использование элекгропривод-ных агрегатов на КС по-видимому будет ограничено только рядом регионов страны с относительно низкими ценами на электроэнергию.

Важным и практически до конца не решенным вопросом при использовании газотурбинных установок на газопроводах, является проблема рационального использования теплоты отходящих газов ГТУ. Имеющийся опыт утилизации теплоты отходящих газов ГТУ показывает, что в настоящее время используется только примерно 12-15% от возможного количества теплоты, выбрасываемой в атмосферу.

Особое место в перспективе использования различных видов ГПА на газопроводах занимают установки парогазового цикла ( ПГУ ), копта теплота отходящих газов ГТУ используется для выработки пара в котле-утилизаторе и последующим использованием его в паровой турбине для выработки электроэнергии на нужды компрессорной станции и прилегающих поселков.

Расчеты показывают, что в зависимости от К.П.Д. ГТУ, принятой схемы ПГУ, степени утилизации теплоты отходящих газов в котле-утилизаторе, параметров пара перед и после паровой турбины, К.П.Д. установок парогазового цикла могут реально достигать величины порядка 40-45% и даже выше.

Следует однако отметить, что несмотря на заманчивость использо-' вания в перспективе таких установок на газопроводах, их использование . будет ограничиваться прежде всего высокими капиталовложениями, наличием на станции воды и необходимостью ее подготовки, определенной сложностью в обслуживании ( особенно в зимний период эксплуа- » тации ) и т.д.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.

1. Анализ различных видов потерь природного газа на магистральных газопроводах показывает, что потери газа при ремонтах линейной части тысячекилометроаого участка трубопровода дости- ■ гают величины порядка 7- 8 млн. м3 в год. Расходы газа при пусках и остановках ГПА по всему парку агрегатов достигают величины порядка 17-18 млн. м51 год. Потерн.газа через неплотности в обвязках типсзой компрессорной станции находятся на уровне 1,5 млн. м3 / год. что примерно в 4-5 раз больше чем потери газа на прилегающих к станшш линейных участках трубопровода. Средняя экЕнзглентная неплотность в обвязке типовой компрессорной станции находится на уровне 18-20 ммг.

2. Предложена методика определения потерь газа а сбвязке компрессорной станции, основанная на определении темпа падения ' давления газа в системе между охранными кранами КС.

3. Предложен способ нормирования расхода топливного газа по КС, основанный на оптимизации режимов работы компрессорного цеха в целом.

4. Показано, что за счет замены пластинчатых регенераторов на трубчатые в эксплуатируемых на КС установках, с одновремен-

-- ным повышением коэффициента регенерации до уровня 0,820,85, экономия топливного газа достигает величины порядка 2-3 млн. м} / год только по одному агрегату. При замене всех старых регенераторов на новые, годовая экономия топливного газа достигает величины порядка 4-5 млрд. м3 / гол, или в денежном выражения 1400-1750 млрд. руб. при цене на топливный газ 350 руб/ м3.

5. Анализ рабочих процессов эксплуатируемых на газопроводах ГПА типа ГТН-25И и ГТН-10И свидетельствует о возможности и целесообразности перевода их для работы по регенеративному циклу. Срок окупаемости такой модернизации составляет примерно 6-6,5 лет при использовании установок на уровне б тыс. часов в год и при цене за топливный газа 350 руб./ м3.

6. На основе обработка результатов проведенных экспериментов о работе регенеративных ГТУ на газопроводах, получены новые полуэмпирические уравнения для оценки эффективности работы

. этих агрегатов на КС.

7. Оценка единицы повышения К.П.Д. регенеративных ГТУ в зависимости от изменения цен на агрегаты показывает; что наибольший эффект от применения регенерации теплоты получается в установках мощностью до 10-12 МВт. В установках большей

_ мощности предпочтение в целом ряде случаев следует отдать использованию ГПА без регенерации теплоты отходящих газов.

8. С использованием результатов промышленных экспериментов • проанализированы режимы работы ABO газа и предложены критерии оптимизации их работы на газопроводах.

9. Разработана' методология определения «рейтинга» компрессорных станций, оборудованных различными видами силовых агрегатов.

10. Проанализированы перспективы использования различных типов ГПА на магистральных газопроводах. Показана возможность использования, в качестве отдельных образцов, установок паро-' газового цикла на базе эксплуатируемых ГТУ.

Основные результаты проведенных исследований опубликованы в следующих работах:

1. Апостолов A.A., Порщаков Б.П. - Методика определения утечек газа через неплотности в обвязке компрессорных станций. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. № 3, 1997. 61-66 с.

2,. Апостолов A.A. Оценка величины утечек природного газа на предприятии «Мострансгаз». Сборник докладов второго совместного экологического семинара Газпром - Рургаз, МЛ 997. ИРЦ Газпром. 21-23 с.

3. Апостолов A.A. Перспективны ли парогазовые установки на компрессорных станциях ?. М. ИРЦ. Газпром, 1998.17-20с.

4. Апостолов A.A., Никишин В.И., Лопатин A.C., Поршаков Б.П. Сравнительная оценка компрессорных станций с помощью определения их «рейтинга». 27 международный тематический семинар «Диагностика оборудования н трубопроводов» (доклады и сообщения ). М. ИРЦ. РАО Газпром 1997.41-43с.

5. Апостолов А.А., Лопатин А.С., Поршахов Б.П. Развитие элементов ресурсосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов. М. ИРЦ. РАО Газпром, 1997.24-26 с.

6. Бордюков Г.А., Апостолов А.А., Бордюков А.Г. Фупгтивные потери природного газа. Газовая промышленность. № 10,1997.35-37с.

7. Апостолов А. А., Никишин В Л, Поршахов Б.П. Возможности регенеративного использования теплоты отходящих газов ГТУ в условиях компрессорных станций. Научно-технический сборник. Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. ГАНГ им И.М. Губкина. №4, 1997г.23-29с.

Соискатель

^ А.А. Апостолов